|
УДК 550 553.982.2 552.5 551.734 (471.41) |
|
|
|
П.А. Крашена |
ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ТЕРРИГЕННЫХ ДЕВОНСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ НОВО-ЕЛХОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ В ТАТАРИИ
Ново-Елховское девонское месторождение приурочено к одноименному валообразному (меридиональному) поднятию девонских отложений, осложняющему западный склон Южного купола Татарского свода, с которым связано Ромашкинское нефтяное месторождение. Эти два месторождения отделены один от другого узким (1,5-2 км), но глубоким (по кровле пашийских отложений 100 м) Алтунино-Шунакским прогибом, прослеживающимся по всему разрезу терригенного девона.
По кровле пашийских отложений вилообразное поднятие характеризуется несколько асимметричным строением. Его западное крыло имеет углы падения 15-30', восточное - до 4°. Валообразная структура осложнена вдоль ее оси рядом локальных поднятий, разделенных неглубокими прогибами. Три из этих поднятий - Федотовское на юге структуры, Акташское - на севере и Ново-Елховское между ними - по девонским продуктивным горизонтам объединены общим контуром нефтеносности и составляют единое Ново-Елховское месторождение (см. рисунок).
Абсолютные отметки кровли пашийского горизонта в пределах внешнего контура нефтеносности изменяются от 1480 до 1516 м. Таким образом, сводовая часть этого месторождения расположена на 35- 40 м гипсометрически ниже свода Ромашкинского месторождения.
Терригенная часть девона Ново-Елховского месторождения представлена отложениями эйфельского, живетского и франского ярусов и имеет строение, сходное со строением этой толщи на Ромашкинском месторождении. Общая мощность ее изменяется от 83 до 175 м и, как и на Ромашкинском месторождении, уменьшается в северном направлении, что связано с постепенным уменьшением к северу мощности отложений всех стратиграфических комплексов нижнего и среднего девона, обусловленным воздыманием в северном направлении поверхности кристаллического фундамента.
Промышленная нефтеносность терригенного девона связана с горизонтом ДI и пластом Д0, залегающими в интервалах соответственно 1480-1507 м и 1472- 1475 м. Границы горизонта ДI совпадают со стратиграфическими границами пашийского горизонта; его мощность изменяется от 19 до 41 м. Как и на Ромашкинском месторождении, в разрезе горизонта ДI выделяется пять гидродинамически взаимосвязанных песчано-алевролитовых пластов, разделенных наиболее выдержанным по площади пластом аргиллитов мощностью 2-5 м на две пачки: верхнюю с пластами ДIa и ДIб и нижнюю с пластами ДIв, ДIг и ДIд.
Суммарная мощность коллекторов горизонта ДI составляет 10-28 м, в том числе мощность коллекторов верхней пачки 4-10 м и нижней 6-18 м. В пределах контура нефтеносности пласты верхней пачки на Акташской площади характеризуются пористостью 16,7%, на Ново-Елховской площади - 18,7%, на Федотовской - 15,7%; пористость пластов нижней пачки на первых двух площадях соответственно равна 18 и 21 %. На Федотовской площади пласты нижней пачки водоносны.
Пластам верхней пачки, особенно на Ново-Елховской площади, свойственны чрезвычайная неоднородность, изменчивость в мощности, замещение песчаников и алевролитов глинистыми породами.
Пласты нижней пачки отличаются лучшими коллекторскими свойствами. Их пористость равна: на Ново-Елховской площади 21%, на Акташской 18%. Пласт ДIв по строению близок к пластам верхней пачки; пласт ДIг более однороден и залегает повсеместно. Пласт ДIд здесь в отличие от Ромашкинского месторождения почти на всей площади водоносен.
В условиях перфорации всех нефтеносных пластов общим фильтром проницаемость, определенная по промысловым данным, характеризует продуктивную часть разреза всего горизонта ДI и в среднем равна на Ново-Елховской и Акташской площадях 300-350 мд, на Федотовской 150 мд. Значения проницаемости горизонта ДI характеризуют проницаемость пластов верхней пачки, так как нижние пласты в связи с их водоносностью на этой площади не перфорированы.
Пласт Д0 распространен в северной части Ново-Елховской площади и на Акташской площади в виде причудливых полос широтного простирания. Этот пласт залегает в средней части кыновского горизонта и отделен от горизонта ДI пачкой зеленовато-коричневых глин мощностью 5-8 м. В районе скв. 159 в восточной части Акташской площади нижнекыновские глины размыты и пласт Д0 сливается с горизонтом ДI. По мере перемещения на северо-запад амплитуда размыва, предшествующего отложению пласта Д0, увеличивается и последний залегает на пластах ДIа, ДIб и ДIв.
По Ново-Елховскому месторождению на отдельных участках наблюдается слияние Д0 с ДI, что отличает его от Ромашкииского месторождения, отличается от Ромашкинского месторождения и строение самого кыновского горизонта. На центральной части Ново-Елховского месторождения, т.е. на Ново-Елховской площади, в составе нижнекыновского подгоризонта под пластом Д0 появляется второй песчаный пласт Д0г, залегающий в виде полосы широтного простирания и отделенный от пласта Д0 глинистым прослоем мощностью 0,8-1,5 м.
Мощность пласта Д0 изменяется от 2,4 до 8,4 м. Он так же неоднороден, как и пласты горизонта ДI. В пределах контура нефтеносности пласт Д0 на Акташской площади характеризуется пористостью 17,2%, проницаемостью 420 мд; на Ново-Елховской площади - соответственно 18,7%, 500 мд.
Все пласты горизонта ДI пласты Д0 и Д0г представляют собою единую гидродинамическую систему. Водонефтяной контакт во всех пластах отбивается на отметках -1515 и -1516 м, т. е. на 25-35 м ниже, чем на Ромашкинском месторождении. Наклона поверхности ВНК на месторождении не отмечено.
Выключение из нефтеносного разреза нижних пластов на погруженных участках месторождения, а также зональное строение нефтяных залежей кыновского горизонта обусловливают различие нефтеносных разрезов: на Акташской площади нефтеносны пласты Д0, ДIа, ДIб и ДIв; на Ново-Елховской - Д0, Д0г, ДIа, ДIб, ДIв и ДIг (пласт ДIд нефтеносен лишь на нескольких небольших участках сводовой части этой площади); на Федотовской - ДIа и ДIб.
Характерно, что пласт Д1г нефтеносен только в восточной части Ново-Елховской площади и частично на Акташской; он содержит 25% запасов нефти всего месторождения.
В настоящее время оконтуривание месторождения закончено. Необходимо лишь уточнить контур нефтеносности на западном крыле структуры, где вследствие пологого залегания пластов изогипсы, а следовательно, и внешний контур нефтеносности проведены до некоторой степени условно.
В период пробной эксплуатации и начальной стадии промышленной разработки месторождения установлено, что, как и другие девонские месторождения нефти, Ново-Елховское месторождение характеризуется малоактивным упруго-водонапорным режимом.
При отборе 0,6% начальных геологических запасов нефти за период с 1955 до марта 1962 г. пластовое давление горизонта ДI и пласта Д0 снизилось на 20-30 ат.
В связи с этим разработка месторождения начата с поддержанием пластового давления путем законтурного заводнения и продольно-осевого разрезания залежи.
Некоторые нагнетательные скважины, пробуренные в соответствии с проектом разработки за контуром нефтеносности на востоке Ново-Елховской площади (скв. 1084-1088, 3598), вскрыли пашийский горизонт в карбонатной фации. Карбонатные породы залегают здесь на размытых в разной степени глинах муллинского горизонта и имеют мощность 40-48 м. Верхняя часть карбонатной толщи, отличающаяся высокими значениями ρк (100-200 ом-м), охарактеризована кыновским комплексом брахиопод; ниже залегают глинистые известняки и мергели, литологически близкие к породам саргаевского горизонта.
Поскольку указанные скважины оказались непригодными для нагнетания воды, с прежних устьев были забурены наклонные скважины с отклонением забоев к западу на 300 м. Наклонные нагнетательные скважины вскрыли нормальный разрез терригенных отложений девона. Следует отметить, что в пределах Алтунино-Шунакского прогиба все разведочные скважины, кроме скв. 24 в восточной части Акташской площади, вскрыли нормальный разрез терригенного девона. В разрезе скв. 24 карбонатные породы залегают над пластом ДIв-
Таким образом, карбонатная фация пашийских и кыновских отложений прослеживается в виде узкой полосы меридионального простирания.
Непроницаемые карбонатные породы в случае расположения их между эксплуатационными и нагнетательными скважинами могут служить литологическим экраном, исключающим их взаимодействие. Поэтому следует все нагнетательные скважины располагать западнее полосы карбонатных пород.
Полученные в последние годы сведения о четком взаимодействии Ромашкинского месторождения с Ново-Елховским свидетельствуют о том, что карбонатные породы в терригенном девоне имеют локальное распространение.
О взаимодействии этих двух месторождений свидетельствуют следующие данные: рост статического уровня в пьезометрических скв. 79 и 95, расположенных в прогибе между ними, и более замедленный темп падения пластового давления в восточной части Ново-Елховской залежи до промышленного ее разбуривания по сравнению с западной.
Гидродинамическое единство продуктивных пластов пашийского и кыновского горизонтов, общность физико-химических свойств заключенной в них нефти (удельный вес 0,863, давление насыщения 90-98 кГ/см2, газовый фактор 48-52 м3/т, вязкость 3,5 спз, содержание смол 42% и серы 1,5%), их небольшая мощность послужили основанием для объединения этих пластов в единый эксплуатационный объект.
Для лучшего регулирования процесса разработки проектом предусматривается совместно-раздельная закачка воды в нагнетательные скважины.
TamНИИ
Рисунок Структурная карта по кровле горизонта ДI
1 - внешний контур нефтеносности горизонта ДI; 2 - линия размыва пласта ДIа; 3 - карбонатные породы; 4 - внешний контур нефтеносности пласта Д0; 5 - область распространения пласта Д0